Mimo dawno obecnej, opracowanej i sprawdzonej technologii produkcji transformatorów suchych żywicznych, transformatory olejowe nadal pozostają popularne i znajdują swoje zastosowanie w wielu instalacjach elektrycznych. Równocześnie transformatory olejowe posiadają w sobie jeden składnik, który jest przyczyną ich częstej zamiany na transformatory suche żywiczne – olej mineralny. Olej mineralny jest pochodną przeróbki ropy naftowej. Pomijając oczywisty problem związany z ekologicznością produkcji oraz wykorzystaniem surowca o ograniczonym zapasie światowym (czyli ropy), olej mineralny posiada również dwie negatywne cechy: jest stosunkowo łatwopalny oraz stwarza zagrożenie dla środowiska naturalnego. Ze względu na powyższe od dawna trwają prace w kierunku zastąpienia oleju mineralnego. Obecnie istnieją już dwa rozwiązania: estry naturalne i syntetyczne. Największe jednostki transformatorowe, w których zastosowane zostały estry, sięgają mocy nawet 300 MVA.
1. Ogólne informacje na temat estrów naturalnych i syntetycznych
2. Główne właściwości i cechy cieczy dielektrycznych w transformatorach
3. Porównanie parametrów estrów naturalnego i syntetycznego z olejem mineralnym stosowanych w transformatorach
4. Porównanie cieczy dielektrycznych pod kątem bezpieczeństwa pożarowego
5. Porównanie cieczy dielektrycznych pod kątem wpływu na środowisko
6. Transformatory olejowe – estry naturalne i syntetyczne jako alternatywa: Podsumowanie
7. Literatura
1. Ogólne informacje na temat estrów naturalnych i syntetycznych.
Estry, wg definicji są związkami organicznymi, pochodnymi kwasów i alkoholi lub fenoli. [1] W przypadku estrów wykorzystywanych w transformatorach pojęcia tego używamy w znaczeniu „ciecz dielektryczna na bazie estrów”. Zamiennie wykorzystywane jest także pojęcie „oleju roślinnego”. Wynika to z faktu, że estry naturalne są mieszanką olejów roślinnych, estry syntetyczne zaś sztucznie syntezowanymi cieczami pochodzenia roślinnego.
2. Główne właściwości i cechy cieczy dielektrycznych w transformatorach.
Do najważniejszych i podstawowych zadań cieczy dielektrycznej w transformatorze należą: odprowadzenie ciepła od części aktywnych transformatora (czyli chłodzenie), zapewnienie izolacji elektrycznej pomiędzy elementami pod napięciem, ochrona części czynnych transformatora przed środowiskiem zewnętrznym (wilgocią i powietrzem), ograniczenie wyładowań niezupełnych oraz wzmocnienie i przedłużenie żywotności izolacji celulozowej uzwojeń. [2]
Głównymi parametrami które są ważne w przypadku cieczy elektroizolacyjnych używanych w transformatorach są:
- lepkość,
- temperatura krzepnięcia (płynięcia),
- temperatura zapłonu,
- temperatura palenia,
- zawartość wody.
Powyższe parametry wpływają na niżej wymienione właściwości cieczy w transformatorze [3]:
- zaprojektowanie transformatora pod kątem odprowadzenia ciepła – wysoka lepkość może ograniczać prędkość i skuteczność wymiany temperaturowej pomiędzy częściami czynnymi a środowiskiem zewnętrznym poprzez wolniejsze rozprowadzenie gradientu temperaturowego w samej cieczy izolacyjnej;
- zaprojektowanie transformatora pod kątem wytrzymałości mechanicznej w warunkach wyładowania – należy brać pod uwagę wytrzymałość dielektryczną i prędkość rozpowszechnienia wyładowania w cieczy
- wpływ na wymiary transformatora – właściwości fizyczne płynu są brane pod uwagę przy zaprojektowaniu rozmieszczenia elementów;
- współpraca z izolacja celulozową – lepkość bezpośrednio wpływa na „przenikalność” cieczy izolacyjnej w izolacji celulozowej, co z kolei wpływa na właściwości mechaniczne oraz stan izolacji.
3. Porównanie parametrów estrów naturalnego i syntetycznego z olejem mineralnym stosowanych w transformatorach.
Do porównania parametrów estrów z olejem mineralnym pod kątem właściwości fizyko-chemicznych i dielektrycznych weźmiemy pod uwagę obecnie stosowane produkty, dostępne również w zakresie naszej oferty. Wszystkie parametry wzięte są z kart katalogowych udostępnianych przez producentów cieczy. Wartości parametrów użyte dla typowych wyników.
Tabela 1. Porównanie podstawowych parametrów estru naturalnego, estru syntetycznego oraz oleju mineralnego dla wybranych typów olejów.
| Parametr | Wartość wymagana – olej mineralny*** | Olej mineralny TRANSAG 10 LB | Wartość wymagana – ester syntetyczny*** | Ester syntetyczny TRAS 24 | Wartość wymagana – ester naturalny*** | Ester naturalny ELECTRA 7426 |
| Gęstość przy 20°C, kg/dm3 | ≤0,895 | 0,887 | ≤1,000 | 0,950-1,000 | ≤1,000 | 0,910-0,925 |
| Lepkość przy 40°C, mm2/s (cSt)* | ≤12 | 9,2 | ≤35 | 29 | ≤50 | 37 |
| Temperatura krzepnięcia (płynięcia), °C | ≤-40 | -57 | ≤-45 | -50 | ≤-10 | od -15 do -27 |
| Zawartość wody, mg/kg (ppm)** | ≤30 | <20 | ≤200 | 70-150 | ≤200 | 70-150 |
| Napięcie przebicia, kV | ≥70 | 70 | ≥45 | ≥45 | ≥35 | ≥60 |
* 1 cSt = 0.01 St = 1 mm2/s.
** 1 mg/kg = 1 ppm.
*** Standard dla olejów mineralnych wyznaczający wartości wymagane to IEC 60296. W przypadku estrów jest to IEC 62770. Dodatkowo wewnątrz normy IEC 62770 są różne wymagania do różnych typów estrów.
Pierwszy i jeden z najważniejszych wyników porównania cieczy elektroizolacyjnych przedstawionych w tabeli jest taki, że wszystkie one spełniają odpowiednie normy, a wartości zostały uzyskane w ramach testów i prób wg odpowiednich procedur i standardów. Każde rozwiązanie z tabeli może być używane w transformatorach olejowych jako ciecz dielektryczna.
Jak widać z tabeli typowa wartość lepkości estrów jest 3-4 razy wyższa od lepkości oleju mineralnego. Wyższa lepkość oznacza, że transformator ma być zaprojektowany z uwzględnieniem jej wartości, aby zapewnić m. in. odpowiedni poziom odprowadzenia ciepła. Jednocześnie należy pamiętać, iż lepkość maleje ze wzrostem temperatury i w przypadku wartości na poziomie 100°C lepkość estrów jest porównywalna do wartości bazowych olejów mineralnych. Dlatego różnica ta jest czynnikiem, który należy brać pod uwagę, ale nie stwarza sama w sobie problemów eksploatacyjnych.
Kolejny parametr fizyczny, który należy do jednych z podstawowych to temperatura krzepnięcia. Jak widać z tabeli ester syntetyczny posiada dość niską i porównywalną do oleju mineralnego temperaturę płynięcia. Wtedy jak ester naturalny typowo ma te wartości wyższe. Nakłada to ograniczenia klimatyczne na stosowany typ cieczy transformatorowej, aczkolwiek należy pamiętać, że w przypadku montażu wewnątrz pomieszczeń temperatura otoczenia jest wyższa niż na zewnątrz. Dodatkowo sam transformator nawet podczas pracy na biegu jałowym wytwarza ciepło, więc temperatura cieczy wewnątrz transformatora, z wyłączeniem przypadków niepodłączonego stania „pod gołym niebem”, jest wyższa niż temperatura otoczenia. Powyższe także rozszerza zakres stref klimatycznych w których mogą być stosowane estry.
Ciekawym ze względu na swoją niejednoznaczność jest parametr zawartości wody. Z tabeli widzimy, iż estry posiadają większa zawartość przy równocześnie zwiększonych wartościach dopuszczalnych. Wynika to z faktu, iż estry lepiej rozpuszczają wodę. Wbrew pozorom lepsza rozpuszczalność jest zaletą, ponieważ w takiej cieczy woda zostaje w cieczy i nie migruje do izolacji celulozowej. Migracja wody do izolacji powoduje degradacje materiału izolacyjnego.
Jedynym parametrem wyraźnie elektrycznym w tabeli jest napięcie przebicia. Jak widać olej mineralny posiada większą wartość, aczkolwiek wartości te nadal są wyższe od typowych wartości Um (najwyższego napięcia roboczego) dla typowych transformatorów do stacji abonenckich (7,2kV, 12kV, 17,5kV, 24kV oraz 36kV).
4. Porównanie cieczy dielektrycznych pod kątem bezpieczeństwa pożarowego.
Jak już zostało wspomniane na samym początku, jednym z problemów olejów mineralnych używanych jako cieczy elektroizolacyjne jest ich łatwopalność. Dla przykładowego oleju temperatura zapłonu wynosi 148°C. Dla porównania większość transformatorów suchych żywicznych wykonywana jest w klasie temperaturowej F (155°C), typowy transformator olejowy z olejem mineralnym wykonywany jest w klasie temperaturowej izolacji uzwojeń A (105°C).
Tabela 2. Porównanie temperatur zapłonu estru naturalnego, estru syntetycznego oraz oleju mineralnego dla wybranych typów olejów.
| Parametr | Wartość wymagana – olej mineralny*** | Olej mineralny TRANSAG 10 LB | Wartość wymagana – ester syntetyczny*** | Ester syntetyczny TRAS 24 | Wartość wymagana – ester naturalny*** | Ester naturalny ELECTRA 7426 |
| Temperatura zapłonu, °C | ≥135 | 148 | ≥250 | 265 | ≥250 | ≥300 |
Jak widać z tabeli 2, estry posiadają znacznie wyższą temperaturę zapłonu i, jako skutek, wyższą temperaturę palenia (≥300°C dla obu typów estrów). Dlatego też wg. normy IEC 61039 estry zaliczane są do klasy K (temperatura palenia >300°C), a typowy olej mineralny zaliczany jest do klasy O (temperatura palenia ≤300°C).
Dodatkowy parametr, który należy wziąć pod uwagę to jest ciepło spalania. Wpływa on m. in. na wymagania w zakresie oddzielenia pożarowego stacji transformatorowych. Typowo w przypadku oleju mineralnego do obliczeń gęstości obciążenia pożarowego (na podstawie czego określa się ww. wymagania) przyjmuje się wartość ciepła spalania na poziomie Qc≈48 MJ/kg [4]. Dla porównania ester syntetyczny TRAS 24 ma gwarantowaną wartość poniżej 32 MJ/kg. Dlatego w przypadku obiektów o wysokich wymaganiach w zakresie bezpieczeństwa pożarowego i jednoczesnym wykorzystaniu transformatorów olejowych, należy zwrócić szczególną uwagę na estry jako ciecze elektroizolacyjne. Mniejsza wartość ciepła spalania również oznacza szybszą i prostszą ,w porównaniu do bardziej palnych cieczy, akcję gaśniczą.
5. Porównanie cieczy dielektrycznych pod kątem wpływu na środowisko.
Kolejnym czynnikiem przemawiającym za ograniczeniem stosowania olejów mineralnych w transformatorach jest wpływ tego oleju na środowisko. Już od dawna istnieje ograniczanie, a od roku 2010 na terenie UE nawet zakazane jest używanie oleju transformatorowego z PCB. PCB ma szkodliwy wpływ na środowisko naturalne ze względu na bardzo ograniczone właściwości biodegradacji oraz tworzące się w wyniku niektórych reakcji szkodliwe dla żywych organizmów związki[4]. Mimo zakazów związanych z PCB, olej mineralny nadal pozostaje substancją toksyczną. Jest to problemem zarówno na etapie produkcji oleju jak i jego używania (na etapie zalewania uzwojeń transformatora, ponieważ stwarza to zagrożenie dla ludzi pracujących z olejem [5]). W tym miejscu należy zaznaczyć, że w pojęciu oleju mineralnego zawarte są zazwyczaj również dodatki w postaci różnych związków chemicznych, które poprawiają właściwości użytkowe oleju pod kątem jego przeznaczenia.
Następnym aspektem, przy którym musimy brać pod uwagę toksyczność oleju jest etap użytkowania oraz utylizacji. Podczas eksploatacji transformatory mogą być narażone na rozszczelnienia (które najbardziej spotykane są w bardzo starych jednostkach), a także na wycieki w wyniku awarii. Obecne prawo wymaga [6] stosowania w instalacjach z transformatorami olejowymi sprawnego systemu ujmowania ewentualnych wycieków olejów w objętości nie mniejszej niż 100% zawartego w urządzeniu oleju (chociaż zazwyczaj misy olejowe są bardziej pojemne, co na przykład pozwala na zapobieganie dostania się oleju oraz ciecz gaśniczych w przypadku pożaru). Większość transformatorów jednak bezproblemowo przechodzi swój okres eksploatacji, po czym mogą być regenerowane lub utylizowane. W każdej z wyżej wymienionych opcji zachodzi jednak konieczność utylizacji oleju lub odpadów z procesu regeneracji. Obowiązujące prawo wymaga segregacji oraz utylizacji odpadów niebezpiecznych, do których należą także oleje mineralne [7]. Nie warto zapominać, iż ze względu na szkodliwość oleju mineralnego transformatorowego pod kątem wpływu na środowisko, może to być czynnikiem ograniczającym wydanie decyzji środowiskowych do projektów budowy stacji transformatorowych.
Estry naturalne i syntetyczne posiadają w kwestii bezpieczeństwa dla środowiska znaczącą przewagę, ponieważ obie te ciecze (dotyczy to przede wszystkim estrów stosowanych w transformatorach EG System) są:
- nie ekotoksyczne (przebadane na podstawie testu OECD nr 202),
- bezpieczne dla środowiska naturalnego oraz człowieka,
- ulegające łatwej biodegradacji (przebadane na podstawie testu OECD 301B, C lub F).
Powyższe oznacza, iż nawet w ekstremalnym przypadku wycieku estrów oraz dostania się ich do środowiska, nie stanowią one zagrożenia dla niego.
6. Transformatory olejowe – estry naturalne i syntetyczne jako alternatywa: Podsumowanie.
Jak w przypadku każdego producenta i urządzenia, ciecz elektroizolacyjna ma zostać dobrana do wymogów i warunków eksploatacji. Jednocześnie, dążąc do stałego udoskonalenia w technologii, musimy ciągle pamiętać o czynnikach które będą odgrywały znaczącą rolę w przyszłości. Zrównoważony rozwój gospodarki energetycznej nie może polegać tylko na jednym czynniku (na przykład OZE) i ma być wielokierunkowy. Według naszej opinii (i nie tylko naszej) estry, jako ciecze dielektryczne w transformatorach, już są dostępną i wydajną alternatywą dla oleju mineralnego, dające znaczne przewagi przy porównywalnych pozostałych właściwościach pod warunkiem odpowiedniego doboru.
Pomijając zalety środowiskowe, które często są mniej brane pod uwagę przez końcowych użytkowników, bezpieczeństwo pożarowe, ograniczenie konsekwencji w przypadku awarii oraz łatwiejsza eksploatacja są przewagami już zauważalnymi nawet na etapie projektowania obiektu. Ze względu na powyższe zalecamy przyjrzeć się ofercie transformatorów olejowych EG System z estrami naturalnymi i syntetycznymi oraz być częścią pozytywnej transformacji świata oraz sektora energetycznego.
Zmień olej mineralny na estry! Zwiększ bezpieczeństwo i zmniejsz wpływ na środowisko z transformatorami od EG System.
7. Literatura.
[1] https://encyklopedia.pwn.pl/haslo/estry;3898796.html
[2] Grzegorz DOMBEK, Zbigniew NADOLNY, Piotr PRZYBYŁEK, PORÓWNANIE ESTRÓW NATURALNYCH I OLEJÓW MINERALNYCH W ASPEKCIE WYKORZYSTANIA W TRANSFORMATORACH ENERGETYCZNYCH WYSOKICH NAPIĘĆ, Politechnika Poznańska, 2013.
[3] Salvador Carvalhosa, „Ester-based Dielectric Fluid for Power Transformers: Design and Test Experience under the GreenEst Project”, Journal of Physics: Conference Series, 2022.
[4] http://elektroonline.pl/a/2424,STOP-PCB-Dekontaminacja-transformatorow-energetycznych,,Energetyka
[5] Sylwia Krzemińska, Emilia Irzmańska, ZAGROŻENIE OLEJAMI MINERALNYMI NA STANOWISKACH PRACY ORAZ NOWE ROZWIĄZANIA POLIMEROWYCH MATERIAŁÓW OCHRONNYCH W WYBRANYCH ŚRODKACH OCHRONY INDYWIDUALNEJ, Medycyna Pracy, 2011.
[6] RYSZARD BIERNACKI, Skuteczna ochrona środowiska przed wyciekiem oleju z transformatora, MECHANIZACJA I AUTOMATYZACJA GÓRNICTWA, 2009.